DE69816829T2 - METHOD FOR DETECTING LEAKS IN PIPELINES - Google Patents
METHOD FOR DETECTING LEAKS IN PIPELINES Download PDFInfo
- Publication number
- DE69816829T2 DE69816829T2 DE69816829T DE69816829T DE69816829T2 DE 69816829 T2 DE69816829 T2 DE 69816829T2 DE 69816829 T DE69816829 T DE 69816829T DE 69816829 T DE69816829 T DE 69816829T DE 69816829 T2 DE69816829 T2 DE 69816829T2
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- cross
- signal
- leak
- base station
- correlation function
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Lifetime
Links
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M3/00—Investigating fluid-tightness of structures
- G01M3/02—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum
- G01M3/04—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point
- G01M3/24—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point using infrasonic, sonic, or ultrasonic vibrations
- G01M3/243—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by detecting the presence of fluid at the leakage point using infrasonic, sonic, or ultrasonic vibrations for pipes
Description
Hintergrund – ErfindungsgebietBackground - field of invention
Die Erfindung betrifft Verfahren zur akustischen Leckdetektion, insbesondere die Verbesserung und Leistungssteigerung solcher Leckdetektoren, die ein Leck lokalisieren, indem die Zeitverzögerung zwischen der Ankunft eines Vibrationssignals von einem Leck an zwei oder mehr Punkten eines Rohres oder einer Pipeline geschätzt wird.The invention relates to methods for acoustic leak detection, especially improvement and performance improvement leak detectors that locate a leak by the time delay between the Arrival of a vibration signal from a leak to two or more Points of a pipe or a pipeline is estimated.
Hintergrund – Beschreibung des Stands der TechnikBackground description state of the art
Es ist bekannt, daß ein akustisches Signal erzeugt wird, wenn eine Leckage bzw. ein Leck in einem unter Druck stehenden Rohr bzw. einer Pipeline vorhanden ist. Die dem Leck zugeordneten Geräusche oder Vibrationen werden in beide Richtungen weg von dem Leck mit einer konstanten Geschwindigkeit ausgebreitet. Die Ausbreitung erfolgt innerhalb des in der Pipeline fließenden Mediums und entlang der Pipeline selbst. Zwei Sensoren, die an dem Rohr an gegenüberliegenden Seiten des Lecks angebracht sind, werden das Lecksignal zu unterschiedlichen Zeiten erfassen, nämlich proportional zu ihren Abständen von dem Leck. Bekannte Leckdetektoren haben jeweils einen mit einer elektronischen Einheit verbundenen Sensor, der die empfangenen Signale in analoger Form filtert, verstärkt und an eine Basisstation überträgt. An der Basisstation werden die Signale von zwei Sensoren empfangen und einer Bandpaßfilterung in analoger Form unterzogen. Die Signale werden dann digital abgetastet. Die beiden abgetasteten Signale werden dann einer Kreuzkorrelation unterzogen. Wenn eine Leckage oder ein Leck vorhanden sind, tritt eine Spitze in der Kreuzkorrelationsfunktion zu einem Zeitpunkt (time lag) T auf. Das US-Patent 4 083 229, für Anway, offenbart ein Verfahren zum Finden der Position eines Lecks unter verwendung von Kreuzkorrelation, die von einer speziell ausgestalteten elektronischen Hardware durchgeführt wird. In diesem System kann der Ort des Lecks aus der zeitlichen Verzögerung (lag) T, der Kenntnis eines Abstands zwischen den Sensoren und der Kenntnis der Schallgeschwindigkeit in dem Rohr bestimmt werden. Dieses System wurde in dem US-Patent 5 205 173, von Allan weiter verfeinert, zeigt aber ähnliche Leistung.It is known that an acoustic Signal is generated when there is a leak or a leak in an under Pressure pipe or a pipeline is available. The one Leak associated sounds or vibrations are carried in both directions away from the leak spread out at a constant speed. The spread takes place within and along the medium flowing in the pipeline the pipeline itself. Two sensors on opposite sides of the pipe Sides of the leak are attached, the leak signal will be different Record times, namely proportional to their distances from the leak. Known leak detectors each have one with one electronic unit connected sensor of the received signals filters in analog form, amplified and transmits to a base station. At the Base signals are received by two sensors and a bandpass filtering subjected in analog form. The signals are then digitally sampled. The two sampled signals are then cross-correlated. If there is a leak or leak, a spike occurs in the cross-correlation function at a time (time lag) T. U.S. Patent 4,083,229 to Anway, discloses a method of finding the location of a leak using cross correlation generated by a specially designed electronic Hardware performed becomes. In this system, the location of the leak can be out of time delay (lag) T, knowing a distance between the sensors and the Knowledge of the speed of sound in the pipe can be determined. This system was further refined in Allan U.S. Patent 5,205,173, but shows similar ones Power.
Andere Techniken wurden zur Detektion von Leckagen in Pipelines verwendet, einschließlich Ultraschalltestung en der Rohrverbindungsdichtungen – beispielsweise das von Farstad (1993) offenbarte Verfahren in dem US-Patent 5 361 636 Gasemissionsdetektoren, Flüssigemissionsdetektoren – beispielsweise das von Mawardi in dem US-Patnet 4 779 458 offenbarte Verfahren – und auch regelmäßige Hubschrauberkontrollen längerer Pipelines. Keines dieser Verfahren liefert den Vorteil einer kosteneffizienten automatischen Fernleckdetektion, wie er potentiell durch akustische Leckdetektionsverfahren geboten wird.Other techniques have been used for detection of leaks used in pipelines, including ultrasonic testing the pipe joint seals - for example the method disclosed by Farstad (1993) in U.S. Patent 5,361 636 gas emission detectors, liquid emission detectors - for example the method disclosed by Mawardi in U.S. Patent 4,779,458 - and also regular helicopter checks longer Pipelines. Neither of these methods provides the advantage of being cost effective automatic remote leak detection, as potentially caused by acoustic Leak detection method is offered.
Verschiedene Verbesserungen wurden zur Leistungssteigerung der Sensitivität kleiner Lecksignale vorgeschlagen. Das US-Patent 5 416 724 für Savic (1992) offenbart ein Verfahren zur Detektion von Leckagen aus computerberechneter Linearvorhersage-Codierkoeffizienten. Dieser Ansatz benötigt mehrere Sensoren, wird auf eine bestimmte Pipeline abgestimmt (tuned) und legt den Ort der Leckage nicht fest. Das US-Patent 5 272 646 von Farmer (1993) und das US-Patent 4 609 994 von Bassim (1986) offenbaren Verfahren für eine langzeit-periodische Lecktestung. Beide Verfahren sind auf bestimmte Pipelines abgestimmt und umfassen eine nicht-tragbare Vorrichtung. Tragbare Leckdetektoren, beruhend auf Kreuzkorrelation von Leckgeräuschen, die an zwei Orten gemessen werden, wie sie bisher bekannt waren, leiden unter einer Vielzahl von Nachteilen:
- (a) Die Kreuzkorrelationsleistung ist ungeeignet, wenn es ein geringes Signal-Rauschverhältnis beim Sensor gibt. Dies tritt auf, wenn die Umgebung verrauscht ist, was die Leckdetektion in vielen Umgebungen verhindert. Das empfangene Lecksignal wird klein sein, wenn das Leck akustisch ruhig ist, was auftritt, wenn die Rate des Fluidverlustes an dem Leck gering ist, der Druck in der Röhre gering ist oder der Lecksensor in einem großen Abstand ist. Kunststoffrohre dämpfen die Ausbreitung des Lecksignals, wobei die Dämpfung seiner Stärke schon über kurze Entfernung auftritt. Dies begrenzt die maximale Lecksensordistanz, ab der bekannte Kreuzkorrelatoren nicht mehr akzeptierbar waren. Heutige Korrelatoren zeigen große Schwierigkeiten beim zuverlässigen Lokalisieren von Leckagen unter Bedingungen eines niedrigen Signal-Rauschverhältnis. Leckagen können verfehlt werden, falsch lokalisiert sein oder es können falsche positive Leckdetektionen auftreten.
- (b) Rauschamplituden oder andere Charakteristika ändern sich oft mit der Zeit während der Kreuzkorrelationsmessung. Solche Änderungen können leicht das Ergebnis der Kreuzkorrelationsprozedur ungültig machen. Bei schlechten Signal-Rauschverhältnissen benötigt die Korrelation eine längere Meßzeit, während der die Flußbedingungen in der Röhre konstant sein müssen. Bei industriellen Einrichtungen, wie etwa bei der Treibstoffversorgung an Flughafen sowie in Gasund Wasserpipelines werden sich ändernde Anforderungen die Flußrate und den Druck in der Pipeline ändern, wodurch die Charakteristika des Lecksignals geändert werden, und wodurch die Korrelationsmessung unwiederbringbar gestört wird.
- (c) Der Leckanteil des empfangenen Signals ist typischerweise sehr klein im Vergleich zu dem Rauschanteil. Der dynamische Bereich des empfangenen Signals (das Verhältnis des größten Meßwertes zu dem kleinsten) ist üblicherweise sehr hoch. Gegenwärtig in Verwendung befindliche Leckdetektoren verwenden automatische Verstärkungsfaktorsteuerung, die unabhängig bei jedem Sensor arbeitet. Der variable elektronische Verstärkungsfaktor wird benötigt, um den dynamischen bereich des empfangenen Signals zu maximieren. Jedoch, wenn der elektronische Verstärkungsfaktor unterschiedlich an zwei Sensoren geändert wird, wird der Kreuzkorrelationsprozeß gestört und es kann kein Leck detektiert werden.
- (d) Die analoge Radioübertragung der empfangenen Signale von der Sensoreinheit zur Basisstation führt Rauschen ein, insbesondere über größere Bereiche, und beschränkt den dynamischen Bereich des empfangenen Signals. Wenn das Verhältnis des Rauschens zu dem Lecksignal oberhalb des dynamischen Bereichs der Radioübertragung liegt, wird das Lecksignal verloren. Übertragungsrauschen stört auch das Lecksignal und kann dazu führen, daß die Kreuzkorrelation bei der Detektion eines Lecks fehl geht. Zusätzlich muss jeder Sensor einen analogen Radiotransmitter haben, der auf eine eigene Frequenz eingestellt ist. Dies verringert die Bandbreite, die zum Übertragen des am Sensor erhaltenen Signals zur Verfügung steht, wodurch der Bereich, die Bandbreite und die Auflösung des empfangenen Signals begrenzt wird. Diese Faktoren beeinflussen des weiteren das Signal-Rauschverhältnis und können zu einem Fehler bei der Detektion eines vorhandenen Lecks führen.
- (f) Mechanische Beschleunigungsmesser, die ein piezoelektrisches Sensorelement verwenden, werden üblicherweise im Zusammenhang mit Metallrohren verwendet. Diese Beschleunigungsmesser sind in der Lage, kleine Leckgeräusche zu erfassen, aber sie sind typischerweise mehrere Zoll groß, haben ein Gewicht von einem halben Pfund, sind teuer und sehr zerbrechlich. Sie können nur an geeignet großen Zugangspunkten eines Rohrs bzw. einer Pipeline verwendet werden. Dies kann in ernster Weise die Nähe der Sensoranordnung bezüglich eines vermuteten Lecks einschränken, was zu einem ungeeigneten Signal-Rauschverhältnis und darauf folgendem Fehlschlag bei der Detektion des Lecks führt.
- (g) Analoge Filter werden verwendet, um die Bandbreite des empfangenen Signals vor der Kreuzkorrelationsanalyse zu begrenzen. Analoge Filter haben, eine begrenzte Anzahl physikalischer oder elektronisch schaltbarer Einstellungen. Dies begrenzt die Genauigkeit, mit der das Filtern durchgeführt werden kann, um so Lecksignale gegenüber Rauschen zu verstärken. Zusätzlich führen unvermeidbare kleine Unterschiede der analogen Filtercharakteristika systematische Unterschiede zwischen den empfangenen Signalen von zwei Sensoren ein. Die Unterschiede können die Kreuzkorrelation des Lecksignals verschleiern.
- (h) Der Abstand zwischen Sensoren wird von Hand gemessen, typischerweise durch Ablaufen mit einem Meßrad. Der tatsächliche Verlauf einer vergrabenen Pipeline mit Windungen und Änderungen in der Tiefe kann von dem Abstand abweichen, der auf ebener Erde abgeschritten wird. Eine ungenaue Kenntnis der Pipelinelänge zwischen den Sensoren fügt einen Fehler in die Messung des Ortes jedes detektierten Lecks ein.
- (i) Bei der anlogen Verarbeitung und der variablen Verstärkungsfaktorsteuerung wird die tatsächlich physikalische Größe des empfangenen Lecksignals in Einheiten der Erdbeschleunigungskraft durch Übertragung und Verarbeitung verloren. Es ist daher nicht möglich, die Größe des Lecks oder seine Signalstärke aus der Kreuzkorrelationsfunktion abzuschätzen.
- (a) The cross-correlation performance is unsuitable if there is a low signal-to-noise ratio at the sensor. This occurs when the environment is noisy, which prevents leak detection in many environments. The received leak signal will be small when the leak is acoustically quiet, which occurs when the rate of fluid loss from the leak is low, the pressure in the tube is low, or the leak sensor is a long distance away. Plastic pipes dampen the spread of the leak signal, whereby the damping of its strength occurs over a short distance. This limits the maximum leak sensor distance above which known cross-correlators were no longer acceptable. Today's correlators present great difficulties in reliably locating leaks under conditions of low signal-to-noise ratio. Leakages can be missed, located incorrectly, or false positive leak detections can occur.
- (b) Noise amplitudes or other characteristics often change with time during the cross-correlation measurement. Such changes can easily invalidate the result of the cross-correlation procedure. In the case of poor signal-to-noise ratios, the correlation requires a longer measuring time during which the flow conditions in the tube have to be constant. In industrial facilities, such as airport fueling and gas and water pipelines, changing requirements will change the flow rate and pressure in the pipeline, thereby changing the characteristics of the leak signal and irreversibly disrupting the correlation measurement.
- (c) The leakage component of the received signal is typically very small compared to the noise component. The dynamic range of the received signal (the ratio of the largest measured value to the smallest) is usually very high. Leakage detectors currently in use use automatic gain control which operates independently on each sensor. The variable electronic gain factor is needed to maximize the dynamic range of the received signal. However, if the electronic gain is changed differently on two sensors, the cross-correlation process is disturbed and no leak can be detected.
- (d) The analog radio transmission of the received signals from the sensor unit to the base station introduces noise, in particular over larger ranges, and limits the dynamic range of the received signal. If the ratio of the noise to the leak signal is above the dynamic range of the radio transmission, the leak signal is lost. Transmission noise also interferes with the leak signal and can cause the cross-correlation to fail when a leak is detected. In addition, each sensor must have an analog radio transmitter that is set to its own frequency. This reduces the bandwidth available to transmit the signal received at the sensor, thereby limiting the range, bandwidth and resolution of the received signal. These factors also affect the signal-to-noise ratio and can lead to an error in the detection of an existing leak.
- (f) Mechanical accelerometers using a piezoelectric sensor element are commonly used in connection with metal pipes. These accelerometers are able to detect small leak sounds, but are typically several inches tall, weigh half a pound, are expensive, and are very fragile. They can only be used at suitably large access points of a pipe or a pipeline. This can severely limit the proximity of the sensor assembly to a suspected leak, resulting in an unsuitable signal-to-noise ratio and subsequent failure to detect the leak.
- (g) Analog filters are used to limit the bandwidth of the received signal before cross correlation analysis. Analog filters have a limited number of physical or electronically switchable settings. This limits the accuracy with which the filtering can be performed so as to amplify leak signals against noise. In addition, unavoidable small differences in the analog filter characteristics introduce systematic differences between the received signals from two sensors. The differences can obscure the cross-correlation of the leak signal.
- (h) The distance between sensors is measured by hand, typically by running with a measuring wheel. The actual course of a buried pipeline with windings and changes in depth may differ from the distance that is walked on flat earth. Inaccurate knowledge of the pipeline length between the sensors inserts an error into the measurement of the location of each leak detected.
- (i) In analog processing and variable gain control, the actual physical size of the received leak signal in units of gravitational force is lost through transmission and processing. It is therefore not possible to estimate the size of the leak or its signal strength from the cross-correlation function.
H. Schwarze: "Computer supported measuring System for automatic control of pipe networks and leak detection"; Technisches Messen 55 (1988) Nr. 7–8 beschreibt ein Korrelationsverfahren zum Finden einer Leckposition aus der Laufzeit des Leckrauschens.H. Schwarze: "Computer supported measuring system for automatic control of pipe networks and leak detection "; technical measurement 55 (1988) Nos. 7-8 describes a correlation method for finding a leak position from the duration of the leak noise.
ZusammenfassungSummary
Die Erfindung liefert ein Verfahren zum Bestimmen eines Lecks in einem Rohr oder einer Pipeline entsprechend Anspruch 1.The invention provides a method for determining a leak in a pipe or pipeline speaking claim 1.
Die Erfindung hat als Merkmale die Detektion und das Festlegen (pinpointing) des Ortes von Lecks in einem Rohr oder Pipeline. Die Größe von jedem vorhandenen Leck wird ebenfalls gemessen. Zu diesem Zweck enthält die Erfindung das Empfangen von Signalen von miniaturisierten Sensoren, die an der Pipeline angeordnet sind, die Anwesenheit sehr kleiner Lecksignale, die durch wesentlich größeres, sich möglicherweise änderndes Rauschen maskiert sind. Der Leckdetektionsprozeß ist computerisiert und fast alle analoge Verarbeitung ist eliminiert. Ein digitaler Signalweg wird von dem Sensor zu der Anzeige des Kreuzkorrelationsergebnisses bereitgestellt. Der digitale Signalweg erhält sehr kleine Lecksignale, minimiert das Rauschen und hält Information bezüglich der empfangenen Signalstärke bereit, wodurch es ermöglicht wird, die Leckgröße abzuschätzen.The invention has the features Detection and pinpointing of the location of leaks in one Pipe or pipeline. The size of everyone Existing leak is also measured. To this end, the invention includes receiving signals from miniaturized sensors that are on the pipeline, the presence of very small leak signals, which by much larger, itself maybe changing Noise is masked. The leak detection process is computerized and almost all analog processing is eliminated. A digital signal path becomes from the sensor to the display of the cross-correlation result provided. The digital signal path receives very small leak signals, minimizes noise and lasts Information regarding the received signal strength ready, which makes it possible will estimate the leak size.
Dementsprechend sind verschiedene Aufgaben und Vorteile der Erfindung:
- (a) das Bereitstellen eines genauen Leckdetektionsverfahrens bei Signalrauschverhältnissen, die für gegenwärtig verwendete Vorrichtungen zur Detektion und zur Festlegung des Ortes aller vorhandenen Lecks zu niedrig sind.
- (b) Das Bereitstellen eines Leckdetektionsverfahrens, das gegenüber Effekten eines sich ändernden Rauschpegels unempfindlich ist, was entweder durch Ändern der Flußcharakteristika in der Pipeline oder durch Ändern des Umgebungsrauschens beim Sensor verursacht wird.
- (c) Das Bereitstellen eines Leckdetektionsverfahrens, das gegenüber falschen positiven Leckdetektionenen immun ist, indem statistisch jede Leckdetektion verifiziert wird.
- (d) Das Bereitstellen eines Leckdetektors mit Kommunikationsfähigkeiten, die über Fernbedienung von einer Überwachungsstation durch erfahrenes Personal betätigt werden können. Die Interpretation der Ergebnisse wird an Leckreparaturpersonal, das an der Pipeline physisch vorhanden ist, weitergeleitet.
- (e) Das Bereitstellen einer genauen Messung des von einem akustischen Lecksignal zwischen Sensoren über die Pipeline zurückgelegten Abstandes. Das heißt, die Messung der tatsächlichen Ausbreitungsstrecke, im Gegensatz zur Messung des Abstands zwischen Sensoren durch Abschreiten entlang der Pipeline. Die genaue Kenntnis des Abstands zwischen Sensoren wird zur präzisen Lokalisation der Leckposition benötigt. Eine zusätzliche Aufgabe ist es, ein Mittel zum Finden der Position für jeden Sensor durch ein automatisches Mittel bereitzustellen, das in dem Leckdetektionssystem eingebaut ist.
- (f) Das Verbessern des Signal-Rauschverhältnises der empfangenen Signale zu verbessern, indem eine rauschfreie Radioübertragung der empfangenen Signale bereitgestellt wird.
- (g) Das Bereitstellen eines beachtlich verbesserten dynamischen Bereichs bei der Übertragung der empfangenen Signale. Der verbesserte dynamische Bereich wird kleine Lecksignale beibehalten und die Detektion von kleinen Lecks ermöglichen.
- (h) Das Bereitstellen eines preiswerten miniaturisierten Sensors, der an Pipelineorten verwendet werden kann, die gegenwärtig nicht mit herkömmlichen Sensoren zugänglich sind.
- (i) Das Speichern empfangener Signale permanent für darauffolgende Neuanalyse und zum vergleich mit unterschiedlichen Leckdetektionsabschätzungen.
- (j) Das Ermöglichen der Abschätzung der Stärke des Lecksignals in Einheiten der Erdanziehungskraft. Dies wiederum wird eine Abschätzung der Größe des Lecks ermöglichen.
- (a) Providing an accurate leak detection method for signal to noise ratios that are too low for currently used devices to detect and locate any existing leaks.
- (b) Providing a leak detection method that is insensitive to effects of a changing noise level, which is caused either by changing the flow characteristics in the pipeline or by changing the ambient noise at the sensor.
- (c) Providing a leak detection method that is immune to false positive leak detectors by statistically verifying each leak detection.
- (d) Providing a leak detector with communication capabilities that can be operated remotely from a monitoring station by experienced personnel. The interpretation of the results is passed on to leak repair personnel physically present on the pipeline.
- (e) Providing an accurate measurement of the distance traveled by an acoustic leak signal between sensors across the pipeline. That is, measuring the actual propagation distance, as opposed to measuring the distance between sensors by walking along the pipeline. The exact knowledge of the distance between sensors is required for the precise localization of the leak position. An additional object is to provide a means for finding the position for each sensor by an automatic means built into the leak detection system.
- (f) Improve the improvement of the signal-to-noise ratio of the received signals by providing a noise-free radio transmission of the received signals.
- (g) Providing a significantly improved dynamic range in the transmission of the received signals. The improved dynamic range will maintain small leak signals and enable detection of small leaks.
- (h) Providing an inexpensive miniaturized sensor that can be used in pipeline locations that are currently not accessible with conventional sensors.
- (i) The storage of received signals permanently for subsequent re-analysis and for comparison with different leak detection estimates.
- (j) Allowing the estimation of the strength of the leak signal in units of gravity. This in turn will allow an estimate of the size of the leak.
Weitere Aufgaben und Vorteile sind das Bereitstellen eines Leckdetektors, der einfach zu verwenden ist, was eine gesteigerte Verwendung von Seiten des Pipeline-Reparaturpersonals erleichtert, der preiswert in der Herstellung und Wartung ist, der leicht herzustellen ist, der hinsichtlich des Betriebs und seiner Fähigkeiten über Software-Programmiertechniken erweiterbar ist, der in hohem Maße tragbar ist, und der sehr wirtschaftlich hinsichtlich Leistungsverbrauch ist, wodurch eine längere und effizientere kontinuierliche Verwendung der Vorrichtung ermöglicht wird.Other tasks and advantages are providing a leak detector that is easy to use which is an increased use on the part of pipeline repair personnel which is inexpensive to manufacture and maintain, which is easy to manufacture, in terms of operation and its Skills about software programming techniques is expandable, which is highly portable, and which is very is economical in terms of power consumption, making a longer and more efficient continuous use of the device is made possible.
Kurze Beschreibung der FigurenBrief description of the characters
Bezugszeichen in den Zeichnungen
- 20
- Pipeline
- 22
- Fernprozessor
- 26
- Basisstationseinheit
- 31
- Strap oder Gurt
- 32
- Magnet
- 33
- Metallsensorgehäuse
- 34
- Sensor
- 36
- Kabel vom Sensor zum Fernprozessor
- 37
- Ingegrierter Beschleunigungsmesser
- 38
- Sensorschnittstelleneinheit
- 39
- Sensoranschlußstifte
- 40
- Signalkonditionierschaltung
- 42
- Mikrokontroller
- 44
- Ferndigitalempfänger
- 46
- Positionsfinder
- 48
- Leistungseinheit
- 100
- Prozedur zur Verarbeitung empfangener Signale
- 170
- Datenpaket
- 175
- Datenabschnitt des Datenpakets
- 180
- Kopfabschnitt des Datenpakets
- 205
- Disitaler Basistransceiver
- 210
- Signalanalyser
- 215
- Datenspeichereinheit
- 220
- Anzeigeeinheit
- 225
- Eingabe/Ausgabe-Einheit
- 230
- Kommunikationseinheit
- 300
- Prozedur zur Analyse empfangener Daten
- 400
- Prozedur zur Verarbeitung extrahierter Daten
- 500
- Basisstationsanzeige
- 501
- graphisches Fenster
- 502
- Benutzer-Steuereingaben
- 503
- Benutzereingabeoptionen
- 504
- Systemdialogbox
- 505
- Vertikal-Achsenanzeigeelement
- 510
- Horizontal-Achsenanzeigeelement
- 515
- Echter Peak in einer Kreuzkorrelationsfunktion
- 520
- Artefakt Peak in einer Kreuzkorrelationsfunktion
- 560
- Schwellwert bei normierter Kreuzkorrelationsfunktion
- 705
- Rauschburst in empfangenen Daten
- 20
- pipeline
- 22
- remote processor
- 26
- Base station unit
- 31
- Strap or strap
- 32
- magnet
- 33
- Metal sensor housing
- 34
- sensor
- 36
- Cable from the sensor to the remote processor
- 37
- Integrated accelerometer
- 38
- Sensor interface unit
- 39
- Sensor pins
- 40
- signal conditioning
- 42
- microcontroller
- 44
- Remote Digital Receiver
- 46
- emperata
- 48
- power unit
- 100
- Procedure for processing received signals
- 170
- data packet
- 175
- Data section of the data packet
- 180
- Header section of the data packet
- 205
- Disital base transceiver
- 210
- Signalanalyser
- 215
- Data storage unit
- 220
- display unit
- 225
- Input / output unit
- 230
- communication unit
- 300
- Procedure for analyzing received data
- 400
- Procedure for processing extracted data
- 500
- Base station display
- 501
- graphic window
- 502
- User control inputs
- 503
- User input options
- 504
- Systemdialogbox
- 505
- Vertical-axis display element
- 510
- Horizontal axis display element
- 515
- Real peak in a cross-correlation function
- 520
- Artifact peak in a cross-correlation function
- 560
- Threshold for a normalized cross-correlation function
- 705
- Noise burst in received data
Beschreibung der ErfindungDescription of the invention
ÜbersichtOverview
In
Sensorensensors
In
Fernprozessorremote processor
In
Der Mikrocontroller codiert das digitalisierte
Signal und formt dann ein Datenpaket, das Kopfinformation und codierte
Daten enthält.
Der Prozessor
In
Das Maximieren des elektronischen
Verstärkungsfaktors
ist wichtig, da das Lecksignal um einen Faktor Zehntausend kleiner
als das Rauschen sein kann. Der Mikrocontroller
Die Codierung verringert die digitalisierten
Daten der Abtastwerte von 16 Bit Länge auf Abtastwerte mit 8 Bit
Länge.
Die codierten Signalabtastwerte in dem 50-Millisekunden-Zeitraum werden verwendet,
um ein Datenpaket
Basisstationbase station
In
In
In
In
In
LeckdatenverarbeitungLeak data processing
Decodierung und FilterungDecoding and filtering
In
Das Filter ist typischerweise ein Bessel-Bandpaßfilter achter Ordnungen, das eine geschätzte gleiche Zeitverzögerung durch das Filtern über alle Frequenzen gibt. Das Filter kann vom Butterworth-, Chebyshev- oder von anderem digitalen Filterdesign-Typ sein. Die Filterabschneidefrequenzen und die Ordnung für die Hochpaß- und Tiefpaßabschnitte sind vom Benutzer einstellbare Analysenparameter.The filter is typically a Bessel bandpass filter eighth orders, which is an estimated same time delay by filtering over all frequencies there. The filter can be from Butterworth, Chebyshev or of another digital filter design type. The filter cutoff frequencies and the order for the high pass and low pass sections are analysis parameters that can be set by the user.
Einfache KreuzkorrelationSimple cross correlation
Die gefilterten Daten von zumindest
zwei Fernprozessoren werden dann einer Kreuzkorrelation unterzogen
(Schritt
Die Amplitude der Kreuzkorrelationsfunktion
wird in Einheiten der quadrierten Erdanziehungskraft berechnet,
d. h. als g-Quadrat. Die decodierten Daten werden von ihrer digitalisierten
Abtastwertdarstellung mit bekannter Übertragungsfunktion des Sensors
(Volt/g) und dem elektronischen Verstärkungsfaktor gewandelt, der
mit jedem Datenpaket übertragen
wird. Die Amplitude der Kreuzkorrelationsfunktion ist proportional
der Beschleunigung des Leckgeräusches
gegenüber
der Pipeline an dem Sensor. Die Beschleunigung hängt von der Stärke des
Lecksignals an dem Leck und dem Abstand von dem Leck zu den Sensoren
ab. Die Position d eines Lecks in dem Pipelinesystem relativ zu
einem Sensor entsprechend dem Hauptpeak
Die Dämpfung des Leckgeräusches in
der Pipeline als eine Funktion des Abstands ϵ kann in Decibel pro
Meter aus bekannten Charakteristika der Pipeline (ihrem Durchmesser,
dem Druck und dem Material) bestimmt werden. Mit dieser Information
und der Kenntnis der Position des Lecks kann die Stärke des
Lecksignals in g an der Position des Lecks Aleak leicht
bestimmt werden.
Das in der Kreuzkorrelationsfunktion
enthaltene Rauschen ist in das inversproportional der Anzahl von Abtastwerten
K, die für
die Kreuzkorrelationsberechnung verwendet werden. Rauschen ist der
größte zu Fehler
führende
Faktor bei der Bestimmung von Peaks der Kreuzkorrelation. Es kann
wahre Peaks
Unvorbelastete KreuzkorrelationUnloaded cross correlation
(Unbiased Cross-Correlation)(Unbiased cross-correlation)
Die nicht-vorbelastete oder unbelastete Kreuzkorrelationsfunktion ru(m) ist wie folgt festgelegt: The non-preloaded or unloaded cross correlation function r u (m) is defined as follows:
Jede Zeitwert (lag value) hat die gleiche Gewichtung, was wichtig ist, wenn K nicht wesentlich größer als M ist. Nichtvorbelastete Kreuzkorrelation ist hilfreich, wenn beschränkte Datenmengen für die Analysen zur Verfügung stehen.Each lag value has the equal weighting, which is important if K is not significantly larger than Damn. Non-preloaded cross correlation is helpful when limited amounts of data for the Analyzes available stand.
Normierte KreuzkorrelationNormalized cross correlation
Die normierte Kreuzkorrelationfunktion ρ(m) ist wie
folgt festgelegt: wobei angemerkt sei, daß die Verwendung
von y(k + m) im Gegensatz von y(k) unnötig ist, wenn K wesentlich größer als
M ist. Wie in
Ein einfacheres Verfahren für die normierte
Kreuzkorrelation ist es, r(0) = 1 zu setzen. Dies setzt voraus,
daß es
kein Lecksignal gibt, das, bei einer Zeit von Null zwischen den
beiden Sensoren auftritt. Das heißt, wenn ein Leck vorhanden
ist, darf es nicht äquidistant
zu beiden Sensoren sein. Bei dieser Festlegung ist die normierte
Kreuzkorrelationsfunktion ρ(m)
gegeben durch:
StufenkreuzkorrelationStufenkreuz correlation
(Incremental Cross-Correlation)(Incremental cross-correlation)
Die Kreuzkorrelationsfunktion kann auch nach einem "Clipping" der Eingabedaten berechnet werden. Das heißt, wenn x(k) positiv und größer als ein bestimmter Wert A ist, wird x(k) gleich A gesetzt. Wenn x(k) positiv und kleiner als A ist, verbleibt es unverändert. Wenn x(k) negativ ist, wird gleich –A gesetzt. Wenn x(k) negativ und größer als A ist, bleibt es unverändert. Anders gesagt x(k) wird so beschränkt, daß es Werte zwischen ± A hat. Die Prozedur wird für y(k) mit einem bestimmten Wert B wiederholt. Die Kreuzkorrelationsfunktion (oder normierte Kreuzkorrelationsfunktion) wird dann berechnet. Geeignete Werte für A und B können aus x(k) und y(k) bestimmt werden. Beispielsweise kann A so eingestellt werden, daß es gleich dem mittleren Betrag (mean absolute value) von x(k) plus einer Standardabweichung von x(k) ist, nämlich: The cross correlation function can also be calculated after the input data has been “clipped”. That is, if x (k) is positive and greater than a certain value A, x (k) is set equal to A. If x (k) is positive and less than A, it remains unchanged. If x (k) is negative, then –A is set. If x (k) is negative and greater than A, it remains unchanged. In other words, x (k) is constrained to have values between ± A. The procedure is repeated for y (k) with a certain value B. The cross correlation function (or normalized cross correlation function) is then calculated. Suitable values for A and B can be determined from x (k) and y (k). For example, A can be set to be equal to the mean absolute value of x (k) plus a standard deviation of x (k), namely:
Der Wert von B kann in ähnlicher Weise festgelegt werden, wobei y(k) verwendet wird. Alternativ kann die Kreuzkorrelationsfunktion selbst "geclippt" werden. Das heißt, wenn ρ(m) außerhalb des Bereichs von ± C ist, wird ρ(m) so beschränkt, daß es innerhalb der Grenzen von ± C liegt.The value of B can be similar Be determined using y (k). Alternatively, the Cross-correlation function itself "clipped". That is, if ρ (m) is outside the range of ± C, becomes ρ (m) so limited that it within the limits of ± C lies.
Die Stufenkreuzkorrelation bietet beachtliche Vorteile, wenn die Lecksignalkomponente in x(k) oder y(k) im Vergleich zu dem Rauschanteil klein ist. Große Änderungen in x(k) oder y(k) können die Kreuzkorrelationsfunktion überlagern (swamp), wobei große Kreuzprodukte zwischen Rauschabtastwerten erzeugt werden. Durch Begrenzen der Rauschkreuzprodukte wird die Kreuzkorrelationsfunktion und somit die in ihr vorhandenen Peaks verstärkt.The step cross correlation offers considerable advantages if the leak signal component in x (k) or y (k) is small compared to the noise component. Big changes in x (k) or y (k) can overlay the cross-correlation function (swamp) being big Cross products between noise samples are generated. By Limiting the noise cross products becomes the cross correlation function and thus amplifies the peaks present in it.
Kreuzkorrelation mit verringerter VarianzCross correlation with reduced variance
(Reduced Variance Cross-Correlation)(Reduced Variance Cross-Correlation)
In einigen Fällen gibt es sporadische Bursts
des Rauschens, die in den Eingabedaten x(k) und y(k) auftreten.
Rauschbursts treten in dem Umgebungsrauschen auf, das etwa durch
Verkehr, Züge
oder Maschinen erzeugt wird. Rauschbursts können auch in dem Flußrauschen
(flow noise) erzeugt werden, das durch ein Öffnen und Schließen von
Ventilen, Änderungen
des Drucks oder der Flußgeschwindigkeitscharakteristika oder
durch den Betrieb von Zusatzausrüstung,
wie etwa Pumpen, verursacht wird. Es ist vorteilhaft, das Rauschen
selektiv zu begrenzen, ohne auf die Stufenkreuzkorrelationsverfahren
zurückzugreifen.
Die Rauschvarianz in einem einzelnen 50-ms-Zeitraum wird gemessen als :[GS-A1] wobei Q die Anzahl der Abtastwerte
x(k) in jedem Zeitraum ist. Die mittlere Varianz
Automatische Messung des Abstands zwischen SensorenAutomatic measurement of the Distance between sensors
Bei herkömmlichen Leckdetektoren wird der Abstand zwischen Sensoren oft durch Abschreiten mit einem Meßrad bestimmt, um eine Odometer-Ablesung zu erhalten. Dies ist zeitaufwendig und nicht möglich, wenn der Zugang zu der Pipeline beschränkt ist. Alternativ dazu kann das Rohr mit einem Impuls beaufschlagt werden, beispielsweise durch Schlagen mit einem Hammer auf das Rohr. Die Zeit, die der Schall des Impulses zum Wandern entlang der Pipeline zwischen den Sensoren benötigt, wird durch Kreuzkorrelationssignale bestimmt, die von den Sensoren empfangen werden. Dieses Verfahren ist ungenau aufgrund der nicht idealen Form der Impulsfunktion (imperfect nature of the impulse function).With conventional leak detectors the distance between sensors is often determined by walking with a measuring wheel, to get an odometer reading. This is time consuming and not possible if access to the pipeline is restricted. Alternatively, you can the tube can be subjected to a pulse, for example by Hit the pipe with a hammer. The time the sound the impulse to wander along the pipeline between the sensors needed is determined by cross-correlation signals from the sensors be received. This procedure is not precise due to the ideal form of the impulse function (imperfect nature of the impulse function).
Eine genau kalibrierte Messung der Zeit, die Schall zum Wandern zwischen Sensoren über die Pipeline benötigt, wird durchgeführt. Die Basisstation sendet eine Steuernachricht an einen einzelnen Fernprozessor, um dessen Betriebsmodus zu ändern. Der Fernprozessor erzeugt nun eine Zufallssignalfunktion – d. h. ein Token-Signal – mit seinem Mikroprozessor. Das Token-Signal wird gleichzeitig an die Basisstation übertragen und an die Pipeline angelegt. Dies wird erzielt, indem das digitale Token-Signal in eine elektrische Spannung gewandelt wird, die elektrische Spannung in eine mechanische Vibration gewandelt wird, und indem die mechanische Vibration an die Pipeline angelegt wird. Das von einem anderen Fernprozessor empfangene Signal wird an die Basisstation übertragen. Kreuzkorrelation der zwei übertragenen Signale wird zum Abschätzen der Zeit verwendet, die das Token-Signal braucht, um über die Pipeline zwischen den Sensoren zu laufen. Die statistischen Daten des Token-Signals, nämlich die genaue Anfangszeit und die genaue Art seiner Zufallsfunktion (die ein flaches Breitbandfrequenzspektrum einschließt) ermöglichen eine sehr genaue Messung der Geschwindigkeit der Schallausbreitung über die Pipeline bei allen Frequenzen.An accurately calibrated measurement of the Time it takes for sound to travel between sensors across the pipeline carried out. The base station sends a control message to an individual Remote processor to change its operating mode. The remote processor generates now a random signal function - d. H. a token signal - with its microprocessor. The token signal is sent to the Base station and applied to the pipeline. This is achieved by using the digital Token signal is converted into an electrical voltage, the electrical Tension is converted into a mechanical vibration, and by the mechanical vibration is applied to the pipeline. That from signal received by another remote processor is transmitted to the base station. Cross correlation of the two transmitted Signals becomes an estimate the time it takes the token signal to pass through the Pipeline to run between the sensors. The statistical data the token signal, namely the exact start time and the exact nature of its random function (which includes a flat broadband frequency spectrum) a very accurate measurement of the speed of sound propagation across the Pipeline at all frequencies.
Wiederholte AnalyseRepeated analysis
Herkömmliche Leckdetektoren haben
kein Mittel zur Neuanalyse von Daten, die zur Berechnung einer Kreuzkorrelationsfunktion
verwendet wurden. In
Wiederholte Analyse ermöglicht auch
die Bestätigung
der Reproduzierbarkeit des Kreuzkorrelationsergebnisses. Bei einem
Ansatz werden Daten von aufeinanderfolgenden getrennten Leckdetektionsstudien
in der Datenspeichereinheit
Überwachte Steuerung durch Kommunikation mit einem Benutzer an einem entfernten OrtMonitored control through communication with a user in a remote location
In
Weitere Ausführungsformen liegen innerhalb des Schutzumfangs der beiliegenden Ansprüche.Further embodiments are within the scope of the attached claims.
Es wird beansprucht:It is claimed:
Claims (18)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US852043 | 1986-04-14 | ||
US08/852,043 US5974862A (en) | 1997-05-06 | 1997-05-06 | Method for detecting leaks in pipelines |
PCT/US1998/009068 WO1998050771A1 (en) | 1997-05-06 | 1998-05-05 | Improved method for detecting leaks in pipelines |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE69816829D1 DE69816829D1 (en) | 2003-09-04 |
DE69816829T2 true DE69816829T2 (en) | 2004-05-27 |
Family
ID=25312370
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE69816829T Expired - Lifetime DE69816829T2 (en) | 1997-05-06 | 1998-05-05 | METHOD FOR DETECTING LEAKS IN PIPELINES |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5974862A (en) |
EP (1) | EP1007931B1 (en) |
AU (1) | AU7283198A (en) |
DE (1) | DE69816829T2 (en) |
WO (1) | WO1998050771A1 (en) |
Families Citing this family (86)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6389881B1 (en) | 1999-05-27 | 2002-05-21 | Acoustic Systems, Inc. | Method and apparatus for pattern match filtering for real time acoustic pipeline leak detection and location |
US6567006B1 (en) * | 1999-11-19 | 2003-05-20 | Flow Metrix, Inc. | Monitoring vibrations in a pipeline network |
GB2358246A (en) * | 2000-01-05 | 2001-07-18 | Palmer Environmental Ltd | Determining the position of a signal from a pipe |
US6453247B1 (en) * | 2000-01-14 | 2002-09-17 | National Research Council Of Canada | PC multimedia-based leak detection system for water transmission and distribution pipes |
GB2364126B (en) * | 2000-06-26 | 2004-06-02 | Palmer Environmental Ltd | A leak detection apparatus and method |
US6530263B1 (en) * | 2000-09-29 | 2003-03-11 | Radcom Technologies Ltd | Method and system for localizing and correlating leaks in fluid conveying conduits |
GB0105183D0 (en) * | 2001-03-01 | 2001-04-18 | United Utilities Plc | Determination of leakage and identification of bursts in a pipe network |
US6785618B2 (en) * | 2001-03-02 | 2004-08-31 | Gas Research Institute | In-ground pipeline monitoring |
US6442999B1 (en) * | 2001-03-22 | 2002-09-03 | Joseph Baumoel | Leak locator for pipe systems |
US6925399B2 (en) * | 2001-03-30 | 2005-08-02 | Verizon Laboratories Inc. | Methods and systems for the estimation of the injection point of foreign signals in a network |
FR2826726B1 (en) * | 2001-06-29 | 2004-01-16 | Ttk | DIGITAL DEVICE FOR DETECTING AND LOCATING LIQUID LEAKS |
US6816072B2 (en) * | 2001-12-07 | 2004-11-09 | Michael Zoratti | Fire hydrant anti-tamper device |
CA2366030A1 (en) * | 2001-12-20 | 2003-06-20 | Global E Bang Inc. | Profiling system |
US20070121423A1 (en) * | 2001-12-20 | 2007-05-31 | Daniel Rioux | Head-mounted display apparatus for profiling system |
US7891246B2 (en) * | 2002-11-12 | 2011-02-22 | Itron, Inc. | Tracking vibrations in a pipeline network |
US6957157B2 (en) | 2002-11-12 | 2005-10-18 | Flow Metrix, Inc. | Tracking vibrations in a pipeline network |
US6725705B1 (en) * | 2003-05-15 | 2004-04-27 | Gas Technology Institute | Enhanced acoustic detection of gas leaks in underground gas pipelines |
US7274996B2 (en) * | 2003-10-20 | 2007-09-25 | Genscape Intangible Holding, Inc. | Method and system for monitoring fluid flow |
DE10349479B3 (en) * | 2003-10-21 | 2005-07-14 | Siemens Ag | Device for localizing traffic accidents, especially involving road vehicles, has vibration sensors connected to signal acquisition unit using common time signal to synchronize measurements on different sensors, downstream processing units |
US7191090B1 (en) * | 2004-03-22 | 2007-03-13 | Sun Microsystems, Inc. | Methods and systems for acoustically locating computer systems |
US7418354B1 (en) | 2004-03-23 | 2008-08-26 | Invensys Systems Inc. | System and method for leak detection based upon analysis of flow vectors |
US7107839B1 (en) * | 2004-09-30 | 2006-09-19 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | System and method for the detection of ballistic impacts and/or penetration of a pressure vessel |
US20070005250A1 (en) * | 2005-06-27 | 2007-01-04 | Geo Estratos, S.A. De C.V. | System and method for locating leaks in petroleum wells |
US20090025454A1 (en) * | 2005-10-25 | 2009-01-29 | Scott Farrell | System and method for detecting leaks in sealed compartments |
DE102006001074B4 (en) * | 2006-01-09 | 2009-09-24 | Asi Aquasound Instruments Gmbh | Ultrasonic flow measuring system for measuring a flow in a body of water and method |
US7698946B2 (en) | 2006-02-24 | 2010-04-20 | Caterpillar Inc. | System and method for ultrasonic detection and imaging |
FR2910618B1 (en) * | 2006-12-21 | 2009-03-20 | Cybernetix Sa | SYSTEM FOR DETECTING AND LOCATING AN EVENT IN A FLUID TRANSPORT PIPELINE MADE ACCORDING TO A HORIZONTAL ARCHITECTURE |
US7607351B2 (en) * | 2007-06-26 | 2009-10-27 | General Electric Company | Acoustic impact detection and monitoring system |
US8520195B2 (en) * | 2007-11-26 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for estimating fluid leak flow rates using distributed optical fiber sensors |
US7980136B2 (en) * | 2008-09-16 | 2011-07-19 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Leak and contamination detection micro-submarine |
GB0914463D0 (en) * | 2009-08-19 | 2009-09-30 | Sev Trent Water Ltd | Leak detector |
IT1399026B1 (en) * | 2009-09-29 | 2013-04-05 | Eni Spa | SYSTEM AND METHOD FOR THE CONTINUOUS DETECTION OF IMPACTS ON CONDUCT FOR THE TRANSPORT OF FLUIDS, PARTICULARLY SUITABLE FOR SUBMARINE PIPES |
US8665101B2 (en) * | 2009-11-16 | 2014-03-04 | Aquarius Spectrum Ltd. | System method and device for leak detection and localization in a pipe network |
CN101761780B (en) * | 2010-01-11 | 2012-12-26 | 中国石油大学(华东) | Gas pipeline leakage detecting and positioning device and method thereof |
US8289173B2 (en) | 2010-02-22 | 2012-10-16 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Leak detection band |
US20110227721A1 (en) * | 2010-03-22 | 2011-09-22 | Khaled Mezghani | Leak detection system for pipes |
MX348843B (en) | 2010-06-16 | 2017-06-26 | Mueller Int Llc * | Infrastructure monitoring devices, systems, and methods. |
AU2015202550B2 (en) * | 2010-06-16 | 2017-08-10 | Mueller International, Llc | Infrastructure monitoring devices, systems, and methods |
US8539820B2 (en) | 2010-11-01 | 2013-09-24 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Acoustic leak detection system and method with enviromental noise isolation |
RU2457392C1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method to diagnose tightness of manifold pipeline |
AU2015261639B2 (en) * | 2011-01-30 | 2017-07-20 | Aquarius Spectrum Ltd. | Method and system for leak detection in a pipe network |
US9846075B2 (en) | 2011-01-30 | 2017-12-19 | Aquarius Spectrum Ltd. | Method and system for leak detection in a pipe network |
US20120209653A1 (en) * | 2011-02-15 | 2012-08-16 | General Electric Company | Gas pipeline network configuration system |
US9291520B2 (en) | 2011-08-12 | 2016-03-22 | Mueller International, Llc | Fire hydrant leak detector |
US8869599B2 (en) | 2012-01-23 | 2014-10-28 | Massachusetts Institute Of Technology | Leak detection system based on force transduction |
EP2845200B1 (en) * | 2012-03-30 | 2017-07-12 | Atomic Energy of Canada Limited | Detection of a garter spring in a calandria tube |
US9606250B2 (en) * | 2012-08-02 | 2017-03-28 | Hifi Engineering Inc. | Loudness based method and system for determining relative location of an acoustic event along a channel |
US9766151B2 (en) * | 2012-09-18 | 2017-09-19 | Nec Corporation | Leakage analysis system and leakage detection method using at least two measurement terminals |
US9909949B2 (en) | 2012-09-28 | 2018-03-06 | Nec Corporation | Leakage determination method, leakage determination system, and program |
MY175444A (en) | 2012-10-26 | 2020-06-26 | Mueller Int Llc | Detecting leaks in a fluid distribution system |
US9664589B2 (en) | 2012-12-04 | 2017-05-30 | Stephen J. Horne | Fluid flow detection and analysis device and system |
WO2014115039A2 (en) * | 2013-01-28 | 2014-07-31 | Aquarius Spectrum Ltd. | Method and apparatus for detecting leaks in a pipeline network |
CA2845350C (en) | 2013-03-22 | 2018-12-18 | Syscor Controls & Automation Inc. | Cable assembly for providing power through inductive coupling |
US9568390B2 (en) | 2013-06-27 | 2017-02-14 | Dresser, Inc. | System and method for filtering noise from acoustic energy from a valve |
DE102014003554A1 (en) * | 2013-10-09 | 2015-04-09 | Seba-Dynatronic Mess- Und Ortungstechnik Gmbh | Method for synchronizing data recording in pipeline networks |
CA2872289A1 (en) * | 2013-11-25 | 2015-05-25 | King Abdullah University Of Science And Technology | High repetition rate thermometry system and method |
US9869602B2 (en) * | 2014-01-15 | 2018-01-16 | Darren E. Merlob | Pipeline leak detection device and method |
WO2015140609A1 (en) | 2014-03-21 | 2015-09-24 | Giamboi Carmelo | Method for the remote detection of leakages in hydraulic circuits, and apparatus thereof |
EP3126808A1 (en) | 2014-04-04 | 2017-02-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time monitoring of a metal surface |
US9528903B2 (en) | 2014-10-01 | 2016-12-27 | Mueller International, Llc | Piezoelectric vibration sensor for fluid leak detection |
WO2016077509A1 (en) * | 2014-11-13 | 2016-05-19 | Daniel Sterling | Interactive water monitoring system |
BR112017017407A2 (en) | 2015-03-20 | 2018-04-03 | Halliburton Energy Services Inc | leak detection method, computer program product for locating a stationary acoustic source in a wellbore, and, wellbore assembly. |
GB201508174D0 (en) | 2015-05-13 | 2015-06-24 | Primayer Ltd | Leak noise logger |
US10305178B2 (en) | 2016-02-12 | 2019-05-28 | Mueller International, Llc | Nozzle cap multi-band antenna assembly |
US10283857B2 (en) | 2016-02-12 | 2019-05-07 | Mueller International, Llc | Nozzle cap multi-band antenna assembly |
US10078031B2 (en) | 2016-02-16 | 2018-09-18 | Massachusetts Institute Of Technology | Compliant leak detection system |
GB2550854B (en) | 2016-05-25 | 2019-06-26 | Ge Aviat Systems Ltd | Aircraft time synchronization system |
CN106352247B (en) * | 2016-08-31 | 2018-05-01 | 哈尔滨圣昌科技开发有限公司 | A kind of pipe network monitoring control system and the monitoring and control method realized using the system |
CA3040190A1 (en) * | 2016-10-13 | 2018-04-19 | South East Water Corporation | Vibration sensor for fluid leak detection |
CN110088588B (en) | 2016-10-17 | 2021-12-07 | 麻省理工学院 | System, device and method for detecting leakage in pipeline |
US10359335B2 (en) * | 2017-03-03 | 2019-07-23 | Itron, Inc. | Methods and apparatus to analyze recordings in leak detection |
US10948132B2 (en) | 2017-05-08 | 2021-03-16 | 64Seconds, Inc. | Integrity assessment of a pipeline network |
US10635085B2 (en) * | 2017-05-30 | 2020-04-28 | General Electric Company | Systems and methods for receiving sensor data for an operating additive manufacturing machine and adaptively compressing the sensor data based on process data which controls the operation of the machine |
CN110741419A (en) * | 2017-10-02 | 2020-01-31 | 松下知识产权经营株式会社 | Sensor device and gas monitoring system |
US10539480B2 (en) | 2017-10-27 | 2020-01-21 | Mueller International, Llc | Frequency sub-band leak detection |
US10551274B2 (en) | 2017-11-09 | 2020-02-04 | Itron, Inc. | Methods and apparatus to detect leaks |
US11248981B2 (en) | 2017-11-21 | 2022-02-15 | Itron, Inc. | Methods and apparatus to detect leaks based on temperature data |
JP6976898B2 (en) * | 2018-04-06 | 2021-12-08 | 株式会社日立製作所 | Monitoring system |
US20190346334A1 (en) * | 2018-05-10 | 2019-11-14 | Rhediant, Inc. | Pipeline pig for generation of acoustic waveforms |
US10859462B2 (en) | 2018-09-04 | 2020-12-08 | Mueller International, Llc | Hydrant cap leak detector with oriented sensor |
US11342656B2 (en) | 2018-12-28 | 2022-05-24 | Mueller International, Llc | Nozzle cap encapsulated antenna system |
US11473993B2 (en) | 2019-05-31 | 2022-10-18 | Mueller International, Llc | Hydrant nozzle cap |
US11359989B2 (en) * | 2019-08-05 | 2022-06-14 | Professional Flexible Technologies, Inc. | Pipeline leak detection apparatus and methods thereof |
US11542690B2 (en) | 2020-05-14 | 2023-01-03 | Mueller International, Llc | Hydrant nozzle cap adapter |
US11788919B2 (en) | 2021-10-08 | 2023-10-17 | Itron, Inc. | Coordinated acoustic leak detection sensor sampling |
CN116557797B (en) * | 2023-07-12 | 2023-09-26 | 上海电机学院 | Nondestructive testing positioning method and system for leakage of long-distance ultralow-pressure large-diameter pipeline |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4083229B2 (en) * | 1976-09-28 | 1984-09-11 | Method and apparatus for detecting and locating fluid leaks | |
JPS6027372B2 (en) * | 1979-06-11 | 1985-06-28 | 工業技術院長 | Pipeline leak location estimation device |
US4289019A (en) * | 1979-10-30 | 1981-09-15 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method and means of passive detection of leaks in buried pipes |
US4327576A (en) * | 1980-05-05 | 1982-05-04 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Acoustic leak detector |
JPS58168934A (en) * | 1982-03-31 | 1983-10-05 | Hitachi Ltd | Method and device for detecting leakage of liquid |
US4609994A (en) * | 1984-01-16 | 1986-09-02 | The University Of Manitoba | Apparatus for continuous long-term monitoring of acoustic emission |
US4779458A (en) * | 1986-12-29 | 1988-10-25 | Mawardi Osman K | Flow sensor |
JPS6425025A (en) * | 1987-07-22 | 1989-01-27 | Toshiba Corp | Detecting apparatus of leakage of water |
US5010553A (en) * | 1988-12-05 | 1991-04-23 | Compuquest, Inc. | High speed, error-free data transmission system and method |
US4858462A (en) * | 1989-01-20 | 1989-08-22 | The Babcock & Wilcox Company | Acoustic emission leak source location |
US5038614A (en) * | 1989-08-10 | 1991-08-13 | Atlantic Richfield Company | Acoustic vibration detection of fluid leakage from conduits |
US5117676A (en) * | 1991-02-25 | 1992-06-02 | Hughes Aircraft Company | Leak detector for natural gas pipelines |
US5272646A (en) * | 1991-04-11 | 1993-12-21 | Farmer Edward J | Method for locating leaks in a fluid pipeline and apparatus therefore |
US5205173A (en) * | 1991-06-21 | 1993-04-27 | Palmer Environmental Services | Method and apparatus for detecting leaks in pipelines using cross-correlation techniques |
DE69305190T2 (en) * | 1992-01-16 | 1997-03-13 | Toshiba Kawasaki Kk | Method and device for detecting the position of an abnormal location in an underground pipeline |
US5361636A (en) * | 1992-09-23 | 1994-11-08 | Columbia Gas Of Ohio, Inc. | Apparatus and process for measuring the magnitude of leaks |
US5416724A (en) * | 1992-10-09 | 1995-05-16 | Rensselaer Polytechnic Institute | Detection of leaks in pipelines |
US5531099A (en) * | 1994-11-09 | 1996-07-02 | At&T Corp. | Underground conduit defect localization |
-
1997
- 1997-05-06 US US08/852,043 patent/US5974862A/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-05-05 AU AU72831/98A patent/AU7283198A/en not_active Abandoned
- 1998-05-05 WO PCT/US1998/009068 patent/WO1998050771A1/en active IP Right Grant
- 1998-05-05 EP EP98920206A patent/EP1007931B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-05-05 DE DE69816829T patent/DE69816829T2/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU7283198A (en) | 1998-11-27 |
EP1007931A1 (en) | 2000-06-14 |
EP1007931B1 (en) | 2003-07-30 |
WO1998050771A1 (en) | 1998-11-12 |
DE69816829D1 (en) | 2003-09-04 |
US5974862A (en) | 1999-11-02 |
EP1007931A4 (en) | 2001-04-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE69816829T2 (en) | METHOD FOR DETECTING LEAKS IN PIPELINES | |
DE60114366T2 (en) | PC MULTIMEDIA LEAK DETECTION METHOD FOR WATER TRANSMISSION AND WATER DISTRIBUTION TUBES | |
DE60224905T2 (en) | Monitoring of ambient noise | |
DE3045660C2 (en) | Method and device for locating leaks in pipelines | |
DE3990151C1 (en) | Audio signal processor input-output characteristic parameter measurer | |
EP3015838B1 (en) | Method and device for acoustic measurement of outlet speeds and/or outlet volume flows of gases | |
DE112021004482T5 (en) | DETECTION AND LOCALIZATION OF ACOUSTIC IMPULSE AT CITY SCALE | |
EP2441274B1 (en) | Method for determining an averaged frequency dependent transfer function for a disturbed lti-system, evaluation unit and computer program | |
DE3932620A1 (en) | LOCATION SYSTEM FOR SOUND IMPULSES | |
DE3904914C2 (en) | ||
DE102016224375B4 (en) | System and method for determining airtightness of a building | |
DE102016222208B3 (en) | Method, arrangement and computer program product for condition monitoring of electrical lines | |
DE2828391C2 (en) | Method and device for sorting out leaky can ends | |
DE112020000702T5 (en) | MICRO MOTION DETECTION DEVICE, WIRELESS REMOTE MEASUREMENT SYSTEM AND DATA QUALITY MONITORING METHOD | |
CN109425473A (en) | A kind of analysis method for rail transit noise | |
EP3132282A1 (en) | Apparatus and method for sound-based environment detection | |
DE3511248C2 (en) | Arrangement for the detection of sound signals | |
DE19746272B4 (en) | Device for measuring mechanically loaded components | |
EP0120991A2 (en) | Method of prewarning patients with climatically influenced diseases, for example epilepsy and cardiac infarct, and circuit arrangement therefor | |
DE102022113311B3 (en) | Method for detecting and/or analyzing a leak in a pipe for liquid media, in particular a water pipe | |
DE102018123797A1 (en) | Process for generating an excitation signal and for acoustic measurement in technical cavities | |
DE2033721A1 (en) | Method of keeping records in a cased borehole | |
DE102009023738B3 (en) | Method for determining position of object i.e. person, in building, involves storing waveform of sound signal for each point, where determination of position of object takes place through comparison of sound signal with sound profiles | |
EP4086869A1 (en) | Method and device for detecting and locating a defect of a housing | |
DE3439386C2 (en) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8364 | No opposition during term of opposition | ||
R082 | Change of representative |
Ref document number: 1007931 Country of ref document: EP Representative=s name: HENKEL, BREUER & PARTNER, 80333 MUENCHEN, DE |
|
R081 | Change of applicant/patentee |
Ref document number: 1007931 Country of ref document: EP Owner name: ITRON, INC., US Free format text: FORMER OWNER: FLOW METRIX INC.(NACH D. GES. D. STAATES DELAWARE), MAYNARD, US Effective date: 20111129 Ref document number: 1007931 Country of ref document: EP Owner name: ITRON, INC., US Free format text: FORMER OWNER: PAUL LANDER,WILLIAM SALTZSTEIN, , US Effective date: 20111017 |
|
R082 | Change of representative |
Ref document number: 1007931 Country of ref document: EP Representative=s name: HENKEL, BREUER & PARTNER, 80333 MUENCHEN, DE |